(完整版)天然气长输管道毕业课程设计2
天然气长输管道课程设计
一、设计任务
本设计所设计的中原油田至河北沧州输气管线：
（1）管线全长800千米，年输气量为7×108a（此流量为常温常压下
的流量
00.101325,293
P MPa T K
==）；
（2）以全线埋深1.45m处年平均地温14.7℃作为输气管道计算温度，最低气温：-5℃。平均温度=273+14.7=287.7K；
（3）各站自用系数（1-M）=0.6 %；
（4）沿线无分输气体；
（5）管道全线设计压力6.0Mpa，气源进站压力5.0Mpa，进配气站压力1.8 Mpa（最高可到4.0Mpa），站压比宜为1.2~1.5，站间
距不宜小于100km；
（6）城市用气月、日、时不均衡系数均为1.09；
（7）年输送天数350天；
（8）管道平均总传热系数：取1.75Wm2.℃；
（9）管内壁粗糙度：取30μm；
（10）地震基本烈度：6—7度；
（11）天然气容积成分(%)：
CH4 C2H6 C3H8 C4H10 CO2 N2
89.6 5.0 3.5 1.2 0.5 0.20
二、设计任务要求
完成本工程的基本设计文件，包括：说明书，计算书，线路走向图，站场平面布置图及工艺流程图；论文撰写要符合一般学术论文的写作规范，具备学术性、科学性和创造性等特点。应语言流畅、准确，层次清晰、文字详略得当、论点清楚、论据准确、中心突出、材料翔实、论证完整、严密，并有独立的观点和见解。
要求：
1、达到一定的设计深度要求；
2、初步掌握主要设备的选型；
3、熟悉并熟练应用常用工程制图软件；
4、熟悉储运项目设计程序步骤；
5、掌握储运项目常用标准规范；
6、熟悉并掌握天然气长输管路工艺的计算方法；
7、掌握长输管道站场的工艺流程图和平面布置图；
8、初步掌握站场管线安装设计；
9、通过与实际工程项目的结合，加深对所学知识的理解和认识。
10、书写设计说明书。
设计流程：
1、根据天然气的组成计算物理性质、热力性质和燃烧性质；
2、根据经济流速法或压差法确定管道直径，本设计全程采用统一管
径，并选取几组相应的壁厚参数；
3、用不固定站址法布站：首先确定根据储气量要求确定末段管道长
度，根据升压比、流量进行压缩机选型，并用最小二乘法计算压
缩机特性系数，确定平均站间距，得到压缩机站数，并取整；
4、计算管道壁厚；
5、对几种运输方案进行经济性比较；
6、对管道进行强度、稳定性等校核。
三、主要参考文献与相关标准
[1] 姚光镇主编．输气管道设计与管理．东营：石油大学出版社．1991.6
[2] 《天然气长输管道工程设计》，石油大学出版社（以下简称《手册》）
[3] 冯叔初等．油气集输．东营：石油大学出版社．2002.7
[4] 王志昌主编．输气管道工程．北京：石油工业出版社．1997．4
[5] 李长俊主编．天然气管道输送．北京：石油工业出版社．2000．11
[6] 王树立等，输气管道设计与管理，北京：化学工业出版社.2006.1
设计标准
《输气管道工程设计规范》GB
《石油天然气工程设计防火规范》GB
《原油和天然气输送管道穿跨越工程设计规范穿越工程》SYT0015.1-98
《输油（气）埋地钢质管道抗震设计规范》SYT
《石油天然气工业输送钢管交货技术条件第1部分：A级钢管》GBT9711.1-1997 《石油天然气工业输送钢管交货技术条件第2部分：B级钢管》GBT9711.2-1999 《石油天然气工业输送钢管交货技术条件第3部分：C级钢管》GBT 9711.3-2005 《管道干线标记设置技术规定》SYT
《中华人民共和国安全生产法》主席令第70号（2002）《中华人民共和国环境保护法》主席令第22号（1989）《中华人民共和国水土保持法》主席令第49号（1991）《石油天然气管道保护条例》国务院（2001）
《碳钢药皮电弧焊焊条》AWS.A5.1
《低合金钢药皮电弧焊焊条》AWS.A5.5
《碳钢药芯电弧焊焊丝》AWS.A5.20
《低合金钢药芯电弧焊焊丝》AWS.A5.29
《管道下向焊接工艺规程》SYT
《石油地面工程设计文件编制规程》SY
《石油天然气工程制图标准》SYT
施工及验收标准
《输油输气管道线路工程施工及验收规范》SY
《石油和天然气管道穿越工程施工及验收规范》SYT
《石油天然气金属管道焊接工艺评定》SYT
《钢质管道焊接及验收》SYT
《石油天然气钢质管道对接焊缝超声波探伤及质量分级》SY
《石油天然气钢质管道对接焊缝射线照相及质量分级》SY
《管道防腐层补口绝缘密封性试验方法标准》SYT
《石油建设工程质量检验评定标准输油输气管道线路工程》SYT
《石油建设工程质量检验评定标准管道穿跨越工程》SYT
四、工艺计算
4.1天然气物性参数
各组分物性参数具体数据可参考《输气管道设计与管理》表2-3或设计手册表2-2-3及表2-2-4。
（此处按照设计手册计算）
4.1.1天然气平均分子量
1、平均分子量
=
=16.043×89.6%+30.07×5.0%+44.097×3.5%+58.124×1.2%+44.01×0.5%+28.0134×0.2%=18.395
其中——平均分子量；
——第i组分的分子量；
——第i组分的摩尔组成；
或参阅《输气管道设计与管理》公式2-7
4.1.2天然气临界温度压力、对比温度压力
1、视临界压力视临界温度
=4.544*89.6%+4.816*5%+4.194*3.5%+3.747*1.2%+7.29*0.5%+3.349*0.2% =4.547
MPa
=190.55*89.6%+305.43*5%+369.82*3.5%+425.16*1.2%+304.19*0.5%+12
6.1*0.2%=205.849K
其中、——分别为第I组分的临界温度和临界压力；
——第I组的摩尔组成；
2、对比压力r对比温度
Pr=6÷4.607=1.319
=287.7÷205.823=1.398
其中P——平均压力；
T——平均温度；
4.1.3天然气粘度
参阅《输气管道设计与管理》公式2-70，可得常压下混合气体的动力
粘度。温度和压力对粘度的影响可以参，照公式2-69和图2-3计算得出；或者参照《设计手册》P107页内容。
此处按照《天然气长输管道工程设计》P107页计算。（即《油气集输》P101页）
μ=∑(μi y i M i 0.5) ∑(y i M i 0.5)= 1.028E-05 毫帕·秒
式中 μ——天然气粘度，毫帕·秒；
μi ——i 组分的动力粘度
M i ——i 组分的相对分子量
y i ——i 组分的摩尔分数
4.1.4定压摩尔比热容Cp
参阅《油气集输》中有关定压摩尔比热容的计算公式如下
天然气的定压比热容与其组成、压力、温度有关，可按下式计算： (此处按照《油气集输》P103页（2-23）式计算)
4251.1245.0813.190.0920.624100.996(10)(100)
C p T T M p T --=+-?+?= 2.1504千焦（摩尔·K ）
Cp=13.19+0.092T-6.24*10∧-5T 的二次方+(1.915*10∧11Mg p 的
1.124)T 的5.08次方= 43 (此处为书上公式)
其中——天然气的定压摩尔比热，千焦（摩尔·K ）；
——天然气的温度；
——压力，帕；
或参阅《输气管道设计与管理》公式2-97、2-98，表2-12.
4.1.5混合气体的密度
（1）混合密度
可参考《输气管道设计与管理》公式2-65
=(16.043*89.6%+30.07*5.0%+44.097*3.5%+58.124*1.2%+44.01*0.5%+28.013 4*0.2% )( 22.363*89.6%+22.182*5%+21.89*3.5%+21.421*1.2%+22.262*0.5 %+22.403*0.2%)= 0.823867Kg立方米
式中：——i组分的百分含量；
——i组分的摩尔分数；
——i组分的摩尔体积。
（2）相对密度
可参考《输气管道设计与管理》公式2-66
=(16.043×89.6%+30.07×5.0%+44.097×3.5%+58.124×1.2%+44.01×0.5%+28.0134×0.2%) 28.964=0.635
式中：——i组分的摩尔质量；
——i组分的摩尔分数；
Ma——空气摩尔质量。
（3）压缩因子
计算方法1：可参考《设计手册》2-2-9、2-2-10，可由表2-2-6查表得出或查图2-2-2求得压缩系数，或者查阅《输气管道设计与管理》图2-1：
对比压力
对比温度
式中：——临界压力；
——临界温度；
——组分的摩尔分数；%
——组分的摩尔质量；
——组分的临界压力；
——组分的临界温度。
计算方法2：压缩因子也可其他由经验公式求得，其他公式可参考《输气》（石油大学版）1-18~1-19或《设计手册》2-2-9~2-2-14 （P59）查表、查图或通过经验公式计算得出
=0.8349
4.1.6 天然气的热导率
参阅《输气管道设计与管理》公式2-116和表2-14、2-15等相关公式；参阅《设计手册》P113页
4.1.7 天然气的热值、华白数、燃烧势、爆炸极限
参阅《输气管道设计与管理》第二章第六节，或者参阅《设计手册》P101页相关内容计算。
华白数W s=H s△0.5=37916.2020.6350.5=47581.482 千焦立方米
此处按照《输气管道设计与管理》54页计算
H的0次方=∑yiHi的0次方
=32829*89.6%+69759*5%+99264*3.5%+128269*1.2%+0*0.5%+0*0
.2%
=37916.202 （大热值）
=35807*89.6%+63727*5%+91223*3.5%+118577*1.2%+0*0.5%+0*0. 2%
=39885.151 （小热值）
H=H的0次方Z
=37916.2020.837=45300
=39885.1510.837=47652.51
式中Hi的0次方-----i组分的理想状态下的热值，千焦立方米；
H的0次方-----理想状态下混合气体的热值。千焦立方米；
Z标准状态下燃气的压缩因子。
4.2管径的确定
根据经济流速，可求得管道内径D，查阅《设计手册》P页，或查阅GB9711.3-2005，可参考《输油管道设计与管理》附录1，可选取两种尺寸相近的管道，并选取相应壁厚。
经济流速：长输管道经济流速是3~7ms；场站内的架空管道流速范围为15~30ms，这个数据的出处是DLT 《燃气-蒸汽联合循环电厂设计规定》。站内管道小于2公斤压力的10~15m，大于的，可以做到15~30m，但在设计过程中，一般天然气站场流速按8~12ms控制。
流量Q=GZT=7*108*0. *24*3600=19.326
直径d=(4Qπv)0.5=（4*16.643.14*30）0.5=0.9058
4.3水力计算
1）根据4.2选取的管径分别计算混合气体雷诺数，可由《输气》公式4-17、《手册》公式（2-4-6）求得。
2）计算出雷诺数后，判断流体流动状态，然后再由水力摩阻系数相关公式（2-4-9）~（2-4-11）确定摩阻系数。
3）部分有关公式如下
1、雷诺数可按下式计算：
又有
所以
(此处改为1.536)
=1.534*19.326*0.6350.9364*1.02859*10-5=1.9545*106其中——雷诺数；
——工程标况下的体积流量，；
——空气的密度，取；
——工程标况下的密度，；
——天然气对空气的相对密度；
——输气管的内径，
——天然气的粘度，
根据雷诺数可判断天然气的流态
（1）Re<2000 层流；
（2）Re〉3000 紊流；
工作区可按以下两个临界雷诺数公式来判断：
=59.7(2*30*.4)87=3.701*106
=11(2*30*.4)1.5=2.145*107
其中——馆内壁的当量粗糙度，mm
当Re <为水力光滑区；
当 当Re >为阻力平方区； 2、水力摩阻系数 （1）层流区摩阻系数按下式计算 λ=0.3164Re0.25=0.3164(1.9545*106)0.25 =8.46*10-3 （2）临界过渡区的摩阻系数按下式计算 （3）紊流区摩阻系数按下式计算 2.011l g () 3.7065k d =-或其他经验公式 4.4布站计算 4.4.1 站间管道特性公式 由《输气》公式6-9改写为 ： 式中P Q ——最高操作压力， pa ； P z ——进口压力， pa ； L ——管线长度 ， m ； Q ——气体流量 ， m 3s 。 其 中系数C 由下列算得 43.12105 9364.0203848.07.287635.08349.031046.8=∧?∧???-∧?= 式中——摩阻系数； ——压缩因子； ——天然气相对密度； ——温度； ——取0.03848 d ——管道直径(内径)，m ； 4.4.2布站计算 1、不固定站址法 2、首先参考《输气管道设计与管理》P187页内容确定末段储气管道的长度，再参照第五节 压气站布置，按照中间分集气、不考虑地形起伏高差的压气站布置方法进行布站。 （1）确定管道末端储气长度L 1： ①确定设计要求的储气能力Vs ’，取日最大用气量的10%。 小时最大用气量的计算： =h Nm /510035.109.109.109.124 3658107∧?=??=?∧? Q ——计算流量（Nm 3； ③ 根据4.3介绍的相关摩擦阻力系数计算公式，代入公式计算系数C ； ④ 根据管道特性方程，改写为P 1min =，和P 2max =，计算P 2max 、P 1min ； 取P 1max =5.5、P 2min =2 ⑤ 计算平均压力P cpmin 和P cpmax ， P cpmin = P cpmax = ⑥ 计算管道末段储气能力Vs ，并与要求的储气能力Vs ’相比较，如差别超过10%，重新预定末段管道长度L ，重复②-⑥步骤，直到相互接近为止。 利用管道末段储气是在夜间用气低峰时，燃气储存在管道中，这时管内压力增高，白天用气高峰时，再将管内储存的燃气送出。这是平衡小时不均匀用气的有效办法。末段储气能力暂采用稳定流动法做近似计算分析，参考《天然气长输管道工程设计》计算公式如下： z m m L TZ T P P P d Vs 00min max 2) (4?-?=π 22max 1max 2v z q KL P P -= 22min 2min 1v z q KL P P += ??? ? ??++=max 2max 12max 2max 1max 32P P P P P m ??? ? ??++=min 2min 12min 2min 1min 32P P P P P m 式中： Vs ——末段储气能力，（m 3）； d ——末段管线管径，（m ）； P mmax ——末段储气结束时平均压力，（Pa ）； P mmin ——末段储气开始时平均压力，（Pa ）； P 0 ——标准状态下压力，10132.5Pa ； T 0 ——标准状态下温度，293.15K ； T ——末段储气时平均温度，（K ）； Z ——末段储气压缩系数； L z ——末段管线长度，（m ）； q v ——输气流量，（m 3s ）； P 1max ——末段储气终了时的起点压力，（Pa ）； P 1min ——末段储气开始时的起点压力，（Pa ）； P 2max ——末段储气终了时的终点压力，（Pa ）； P 2min ——末段储气开始时的终点压力，（Pa ）； λ ——摩阻系数； Δ ——天然气相对密度； C ＝0.03848。 例： 取P 1max =5.5Mpa,P 2min =2.0Mpa, 取L Z =10Km 时 P 1min = =242675.281043.1210)1012(??+?=.7pa P 2max ==242675.28104.1210)105.5(??-?=.3pa 计算平均压力 P cpmin == =2.0013 Mpa P cpmax ===5.4988Mpa 管道容积 V=m 3 储气能力 V S ===6510)0013.24988.5(10 01325.123.23.6883?-?? =2.376×105m 3 10.0042.05 1048.2510376,251048.2121∠=∧?∧?-∧?=-V V V 满足要求。 （2）确定平均站间距 确定平均站间距A=5.49 B=4.23 Km kl 2382 57.3143.121049.5257.311010.42)6105()149.5(=∧??∧?∧?-∧∧??- 式中：Q ——首站出站流量Q ，在设计计算时取Q=1.1Q 0=28.71.1=31.57m 3s ，（Q 0为任务输量） 其中公式中43.12105 9364.0203848.07.287635.08349.031046.8=∧?∧???-∧?= （3）确定压气站数 32.41238108001'1=+-=+-= L L L n ，结果向上取整5. （4）压缩机的选型 压缩机选型应注意以下几点： （1）压缩机组的选型和台数，应根据压气站的总流量，总压比，出战压力，气质等参数进行技术经济比较后确定。 （2）压气站选用离心式压缩机，单机级压缩的压比可在1.2-1.5。 （3）统一压气站内的压缩机组，宜采用一机型，并有一台备用。 （4）压缩机的原动机选型，应结合当地能源供给情况，进行技术经济 比较后确定。 （5）在本设计中由于输送的是天然气，所以选择燃气轮机，取采方便稳定较少其他设备投资。 参考《gb》6.6节，《输气》第七章第一节，《压缩机与驱动机选用手册》P242 1压缩机 ⑴根据管道的输量和各站的压力比及组合方式由经验选择压缩机的型号。 压缩机的有关参数: 型号RFB-36型离心压缩机； 功率25094Kw ；压比1.2； 排量8.3m3s ；压力3.88Mpa； 进口温度T1<40℃；出口温度T2<140℃； 外型尺寸(mm) 2700×1700×2800 四台并联使用。 (2)由设计流量的关系,故一台压缩机即可 由公式[11] 取压缩机的多变效率为=0.9，气体的绝热指数=1.4 由式 得 =1.5 又由得 代入公式 ???? ??????-???? ??-=-11112m m p o l P P RT m m H 得 ??? ? ??-??-=-16.2901.28715.15.15.115.1εηG W pol 其中 G= 得 取压气机特性系数为A.B 当=5.875时 3/16)875.5250941071.41(? ?+=-ε=1.0067； 当Q=4.755时 3/16)755.4250941071.41(??+=-ε =1.0082； 当Q=4.563时 3/16)563.4250941071.41(??+=-ε =1.0086； 当Q=4.159时 3/16)159.4250941071.41(??+=-ε =1.0094； 当Q=4.000时 3/16)000.4250941071.41(??+=-ε =1.0098； 当Q=3.988时 3/16)988 .3250941071.41(??+=-ε =1.0098。 2特性方程计算 （1）测点计算 表3-1特性方程测点数据 Tab3-1 The measuring point data of characteristic equation 测点 1 2 3 4 5 6 Q 5.875 4.775 4.566 4.159 4.000 3.988 e 1.0067 1.0082 1.0086 1.0094 1.0098 1.0098 2222222988.3000.4159.4566.4755.4875.5+++++=∑i Q =34.516+22.610+20.845+17.297+16.000+15.904 =127.172 22222220098.10098.10094.10086.10082,10067,1+++++=∑ε =1.0134+1.0164+1.0171+1.0191+1.0200+1.0200 =6.106 ∑+++++=4444444 988.3000.4159.4566.4755.4875.5i Q =1191.33+511.21+434.65+299.20+256.00+252.94 =2945.33 ∑?+?+?=22222)0171.1566.4()0164.1755.4()0134.1875.5(i i Q ε 222)0200.1988.3()0200.1000.4()0191.1159.4(?+?+?+ =131.53 ∑?∧+?∧+?∧=2222 40171 .14566.40164.14755.40134.14875.5i i Q ε 2220200.14988.30200.14000.40191.14159.4?∧+?∧+?∧+ =3041.47 a ∑∑∑∑∑∑--=42 224222)(εi i i i i i i Q n Q Q Q Q n ε 33 .29456)172.127(106.6*33.294553.131172.127*62?--?= =5.49 ∑∑∑∑∑∑--=42 22222)(i i i i Q n Q Q n Q b εε =33 .29456)172.127(106.6172.1216106.6172.1272?-??-? =6.02 （2）离心压缩机特性方程 22202.649.5Q bQ a -=-=ε 2212212202 .649.5Q P bQ aP P -=-= 21021221221023.449.5Q P BQ AP P ?-=-= B 2)293 8349.06.290101325(02.6???= =4.23 3驱动机选取功率 与离心式压缩机相匹配的燃气轮机的参数： 型号: ； 功率: 25094； 重量: 。 4.5 管道壁厚计算 管材与壁厚是密切相关的，选用合适的管材，既可以满足安全生产的需要，又可以减少钢材消耗量、减少运输量、降低工程造价。 原则：满足工艺和安全要求；考虑管网将来有升压的余地。 管道壁厚按下式计算： 查表API 可以选965.0mm 管径 式中：δ－钢管计算壁厚，cm； ζA－管材最低屈服极限，MPa； P－设计工作压力，MPa(a)； D－管道外径，cm Φ－焊缝系数，采用符合GBT9711.1-1997标准的钢管，Φ＝1； t－温度折减系数，温度<120o C时，t=1； F－设计系数：一级地区，F=0.72；二级地区，F=0.6 三级地区，F=0.5 ；四级地区，F=0.4这里取三级地区。 某些钢管的强度计算参数见下表 表1-2 钢管的强度计算参数 用钢量按下式计算： M =0. L（D-δ）δ L —钢管长度，m； D－钢管外径，mm； δ－钢管计算壁厚，mm 4.6 方案比较和经济评价 计算多组管径、壁厚、压缩比的组合，选择其中经济性最优的方案。可按以下公式列表计算，或利用教材P191公式进行计算： 年当量费用按下式计算 式中：S——年当量费用； J——总投资或建设费用； T——抵偿期； Y——年经营费用。 管线投资J1=管长价格；（万元） 机组投资J2=万元台台数站数 运行费用Y=年供气量气天然气价格台数；（万元） 压气站费用J3=中间站投资+首站投资+末站投资；（万元） 总投资J=J1+J2+J3。（万元）4.7校核计算 4.7.1输气管热力计算 参考《gb50251》3.3.3节内容，《手册》第二章第五节内容，《输气》第五章，或《教材》第八章。 （1 ）管道温度分布 管道沿线任一点的温度分布公式如下： 一、天然气概况 1、天然气定义：从地下开采出来的可以燃烧的气体 2、天然气来源：气田气，油田气。 3、天然气组成：60%～90%为甲烷和乙烷，10%～40%的丙，丁，戊烷及重烃，在工标状态下只有甲、乙、丙、丁烷为气态，其余都为液态。 二、输气管道概况 1、输气管道分类：矿场集气管道，干线输气管道，城市配气管网 2、世界著名大型输气管道:前苏联乌连戈依——中央输气管道，全系统由6条输气干线组成，最著名的属亚马尔输气管道。该管道在苏联境内长4451km，建设了41座压缩机站和2座冷却站，经西西伯利亚地区穿越水域 945km，穿越河流700余处。 3、中沧线是中国第一次采用燃气轮机驱动离心压缩机输送油田伴生气的输气管线。 4、西气东输管线包括：青海涩北至甘肃兰州（2000年开工，02年竣工投产），重庆忠县至武汉（2000年开工），塔里木至上海（02年7开工，全长400多千米，管径1016mm，操作压力10MPa） 5、中国未来十年管网总体布局：两纵，两横，四枢纽(在北京，上海，信阳和武汉设立调度中心或分调度中心)，五气库（在北京，上海，大庆，山东，和南阳建立地下储气库） 6、管道防腐技术：从简单的人工除锈刷漆发展到外涂层与阴极保护和牺牲阳极相结合的联合保护。自1964年开始使用阴极保护到今天，所有的输气管道上都建有阴极保护站，单站保护长度可达50～80km. 输气管道的主要工艺设备包括压缩机组，阀门，计量设备和调压设备。 三、天然气的性质 1、天然气的分类 （1）按矿藏特点分：纯气藏天然气（在天然气开发过程中，不论何阶段流体在地层中均成气体，采出地面后可能有部分液体析出），凝析气藏天然气（矿藏流体在地层原始状态呈气态，但开采到一定阶段，随地层压力减小有部分烃类在地层中呈液态析出），油田伴生天然气（与原油共存，开采时与原油同时被采出，经油气分离得到的天然气） （2）按烃类组分关系分：干气（地层中呈气态，开采出后在管线设备中也不会有液态烃析出），湿气（地层中呈气态，在一般地面设备的温度、压力 * 燃气工程设计 更新时间： 2003-10-28 16:23:26 燃气工程设计，应包括以下内容： 一、城市燃气发展规划： 城市燃气是城市基础设施的重要方面，为了搞好城市燃气的建设。必须在城市总体规划的原则和要求下。按国家有关方针政策，编制城市燃气规划。 1城市燃气规划的任务 (1) 确定供气规模，气源种类，供气能力。 (2) 确定供气对象，预测各类用户的用气量。决定供气系统的规模。 (3) 选择调峰方式，确定储配设施容量。 (4) 确定输配管网级制，布置输配系统。 (5) 提出规划实施期限和分期实施的步骤。 (6) 估计各实施阶段等的建设投资及主要材料和设备的数量。 (7) 确定劳动力定员。 (8) 估计征用土地面积。 (9) 分析规划实现后的效益。 (10) 建议和要求。 二、规划文件的内容 城市燃气规划文件主要包括有规划说明书，规划图纸和规划附件三大部分。 1规划说明书 (1) 规划的依据，指导思想和编制原则。 (2) 气源供气规模，种类以及供气范围。 (3) 供气对应气化率。 (4) 各类用户用气负荷及平衡。 (5) 输配系统规划方案及其技术经济比较。 (6) 燃气储存方式和调节用气不均衡的手段。 (7) 人员编制。 (8) 供应服务，技术维修及生活设施等配套工程。 (9) 规划分期实施年限及相应的投资，主要材料，设备 (10) 主要技术经济指标和效益。 2规划图纸 根据城市供气范围的大小，输配系统规划图。比例一般为 1／5000，1／10000或1／25000。图中应标明气源厂(天然气门站)。储配站，主要调压站的位置和各级燃气管网的走向和管理。 3规划附件 包括规划的原始资料和依据。用气量计算。储气容积计算。管网水力计算和投资，材料消耗量估数及效益分析等计算附件。 三、燃气工程项目建议书 根据批准的燃气规划文件，结合能源供应和用气需求预测。提出项目建议书，以说明建设的必要性和建设条件大致可行，其主要内容为： 一、基础资料 1 需业主提供的基础资料 开展输气管道工程设计前业主至少应提供下列资料，但不限于： 1.1 设计任务书或设计委托书； 1.2 资源与市场数据。 1.3 技术要求，至少应包括： 1）管道的起、终点、系统功能、建设水平、质量要求； 2）管输气体的来源及物性； 3）管道的任务输量、最小输量、最大输量； 4）管道沿线天然气的分输或注入要求； 5）管道用户用气特点及不均匀系数； 6）上游供气方不同年份供气量及供气压力； 7）不同年份用户用气量及用气压力需求； 8）工期要求。 1.4 管网规划及与拟建管道有关的已建的管道系统状况。 1.5 业主对工程管理的要求。 1.6 经济评价与概算资料 1）资金来源及贷款方式； 2）工程建设期及分年度投资比例； 3）类似工程投资及施工情况。 2 现场需要收集的外部接口资料 2.1 自然状况资料 1 管道沿线行政区划及地方志，沿线城市、乡镇发展规划。 2 管道沿线地形、地貌及植被分布情况； 3 管道沿线资源情况，包括：矿产、农业、林业、牧业、渔业、动植物、文物保护区分布等； 4 管道沿线重要设施分布，包括：军事设施、铁路枢纽、机场、码头、水库等的分布和发展计划； 5 管道沿线附近已建管线和构筑物的情况； 6 管道沿线重大项目的建设与规划； 7 基本气象资料。根据工程规模和建设水平的要求，气象资料宜为近10、20、30 年和50 年的统计数据。包括：全年平均气温、最冷月平均气温、极端最高温度、极端最低温度；管道埋深处最高、最低、和最冷月平均地温，标准冻土深度和最大冻土深度；降雨量（当地采用的降雨量计算公式，年和逐月的平均、最大、最小降雨量、最大强度降雨量、连续降雨最多的天数）、降雪量（初雪日、终雪日、连续降雪时间、最大积雪深度）、蒸发量，年平均日照、雷电日、沙尘暴天数，冰凌、冰雹强度；相对湿度；海拔高度；当地平均大气压；近年各月最大风速及各月风向、频率或全年的和夏季的风向频率玫瑰图、最大风速和风压值、静风出现的日期和持续时间、风暴和风沙出现的时间和状况。 8 沿线人文资料； 9 沿线水利设施、水利规划及水利部门的有关规定； 输气管道课程设计 姓名：李轩昂 班级：油储1541 学号：201521054114 指导教师：任世杰 目录 前言------------------------------------------------------------------------------------------------- 4第一章设计概述---------------------------------------------------------------------------------- 5 1.1设计原则--------------------------------------------------------------------------------- 5 1.2 管道设计依据和规范----------------------------------------------------------------- 5 1.3长输气管道设计原始资料------------------------------------------------------------ 6 1.3.1天然气管道的设计输量 ------------------------------------------------------- 6 1.3.2气源特性 ------------------------------------------------------------------------- 6 1.3.3气源处理 ------------------------------------------------------------------------- 6 1.3.4管道设计参数 ------------------------------------------------------------------- 7 1.3.5基本经济参数 ------------------------------------------------------------------- 7第2章管道工艺计算---------------------------------------------------------------------------- 9 2.1天然气物性参数计算------------------------------------------------------------------ 9 2.1.1天然气的平均分子质量、平均密度和相对密度------------------------- 9 2.1.2天然气压缩因子的计算 ------------------------------------------------------- 9 2.1.3天然气粘度计算 -------------------------------------------------------------- 10 2.1.4定压摩尔比热 ----------------------------------------------------------------- 10 2.2输气管道水力计算------------------------------------------------------------------- 11 2.2.1雷诺数的计算 ----------------------------------------------------------------- 11 2.2.2管道内压力的推算 ----------------------------------------------------------- 12 2.2.3管道壁厚推算 ----------------------------------------------------------------- 12 2.3输气管道热力计算------------------------------------------------------------------- 12 2.3.1总传热系数 -------------------------------------------------------------------- 12 2.3.2天然气的平均地温 ----------------------------------------------------------- 13 2.3.3考虑气体的节流效应时输气管沿管长任意点的温度计算----------- 13 2.4管道工艺计算结果------------------------------------------------------------------- 14 2.4.1首站到分输站1 --------------------------------------------------------------- 14 2.4.2分输站1到分输站2 --------------------------------------------------------- 14 2.4.3分输点2到末点 -------------------------------------------------------------- 15 中化瓦店CNG加气站站外天然气管线工程 施 工 组 织 设 计 编制： 审核： 批准： 公司 2012年7月6日 1.0编制依据 1、CNG加气站站外天然气管线工程施工图 2、《城镇燃气技术规》GB50484-2009 3、《城镇燃气设计规》GB50028-2006 4、《工业金属管道工程施工及验收规》GB50235-1997 5、《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规》GB50236-98 6、《输送流体用无缝钢管》GB/t8163-2008 7、《油气输送用钢制弯管》SY-5257-2004 8、《无损检测金属管道熔化焊环向对接接头射线照相检测法》GB/T12605-2008 9、《承压设备无损检测第3部份超声检测》JB/T4730.3-2005 10、《油气输送管道线路工程抗震技术规》GB50470-2008 11、《油气输送管道穿越工程设计规》GB50423-2007 12、《油气输送管道穿越工程施工验收规》GB50424-2007 13、《埋地钢制管道聚乙烯防腐层》GB/T23257-2009 14、《城镇燃气埋地钢制管道腐蚀控制技术规程》CJJ95-2003 15、《油天然气钢制管道无损检测》SY/T4109-2005 16、《钢制管道外腐蚀控制规程》GB/T21447-2008 17、《阴极保护管道的电绝缘标准》SY/T0086-2003 18、《辐射交联聚乙烯热收缩带（套）》SY/T4054-2003 19、《钢制管道聚乙烯粘胶带防腐层技术标准》SY/T0414-2007 2.0工程概况 2.1概况 本管线为v1CNG加气站专供天然气D273*8管道，设计压力0.8MPa（表压），总长约2808米，管材采用《输送流体用无缝钢管》（GB/T8163-2008）标准的20#无缝钢管。气源从东岳配气站围墙外出站管线预留接驳口接驳。北起点为东岳配气站围墙外出站管线预留口，南终点为与瓦店CNG加气站管道连通。 2.2施工障碍 管道在过各十字路口处，除有条件采用套管的地外，其余各处管顶埋深不小于1.5米。 2.3施工准备 施工准备阶段的主要工作包括：技术准备、劳动组织准备、施工现场准备和施工场外准备。 2.4施工技术准备 包括图纸会审、技术交底、编制施工组织设计、特殊地段和关键工序的施工技术措施、施工预算、指定项目管理规划。 2.5劳动组织准备 1、接到图纸以后，立即成立“某经济开发区燃气管道工程项目经理部”，由项目经理带领有关人员与甲、监理部门接触展开工作。由公司组织施工人员进行施工交底培训，组织施工流水作业组，组织劳动力进场。 2、建立项目管理的各项制度，主要包括： 石油长输管道施工方案 工程名称：中国石油管道安装工程 施工单位（章）：中国石油管道工程局有限公司项目经理： 项目技术负责人： 编制人： 审核人： 1 / 75 编制时间：2016年3月31日 2 / 75 目录 1.1.编制依据4 1.2.工程施工关键点、难点分析及对策5 1.3.单位、分部、分项工程划分6 2.1施工重要工序控制措施7 1.1.编制依据 1.1.1国家及石油化工部门现行的施工规范及验收标准(见下表) 1.2.工程施工关键点、难点分析及对策 1.2.1该项目施工跨距较长，交叉施工作业面较多，周围无便利条件，且部分属戈壁地带，给施工组织带来较多不便，所以合理安排施工计划较为重要，以保证施工工期及质量。 1.2.2 安全要求严格（因该工程属于不停产作业），施工中不安全因素多，施工中要严格按照各项安全规定及办法执行。本次施工安全是重中之重，一定要做到各种安全措施及安全预案严谨、合理科学，确保管线运行及施工生产双安全。 1.2.3该项目施工任务量大、工期短，合理安排是保证本次施工进度的难点，在施工中采取多点作业，统一协调，充分发挥我公司资源优势，使得施工全过程处于受控状态。在施工中加强及有关单位的紧密配合，随时调整施工计划，确保施工进度。 1.2.4动土项目，施工前必须及时及业主沟通，要注意地下有管道、电缆、光缆的设施，保证原设施的正常使用；在土方开挖前，必须在挖沟范围内人工挖探区，确保地下的各种设施的完整性，施工完成后还应按原地貌进行恢复。 1.2.5根据该项目特性，点多面广，施工作业面过散的具体情况，在施工准备阶段，一定做好施工的准备各项工作，以保证工程的顺利进行 1.3. 单位、分部、分项工程划分 单位工程、分部工程、分项工程划分一览表 文件编号：GD/FS-4504 A Specific Measure To Solve A Certain Problem, The Process Includes Determining The Problem Object And Influence Scope, Analyzing The Problem, Cost Planning, And Finally Implementing. 编辑：_________________ 单位：_________________ 日期：_________________ （解决方案范本系列） 论设计阶段预防高压长输天然气管线事故的措施详 细版 论设计阶段预防高压长输天然气管线事故的措施详细版 提示语：本解决方案文件适合使用于对某一问题，或行业提出的一个解决问题的具体措施，过程包含确定问题对象和影响范围，分析问题，提出解决问题的办法和建议，成本规划和可行性分析，最后执行。，文档所展示内容即为所得，可在下载完成后直接进行编辑。 引起高压天然气长输管线事故的原因很多，有设计缺陷方面，有施工缺陷方面，有材料缺陷方面、有运行管理缺陷方面，有自然或第三方毁损等原因，本文是从设计阶段来考虑如何预防或减少此类事故的发生，虽然这可能带来工程投资费用的增加，若从长远考虑，通过技术、经济风险等分析采取适当的措施是必要的。 1 事故缘由的分类和分析 自然因素类引起：包括地震方面影响、地壳变迁的地裂、泥石流、河流和洪水冲刷的出现等，虽然有些因素不完全可控，但采取事前预防设计措施至少可 减轻事故的危害，这一般可根据国内同类事故经验统计得出。 人为的第三者毁损：包括第三方非法取土、非法开采、农业活动、不当施工等，据统计50%以上的事故由该因素引起。 水文、地质、测量勘察不准或不全面：这是基础资料的方面问题，因施工图纸要据此设计。 设计管线材质、管件的选用不合适，考虑因素不充分，或设计经验和水平有限导致，如阀门关闭的方式等。 腐蚀的因素引起：腐蚀评价含土壤等腐蚀等评价不充分，或设计的采用防腐方式不稳妥导致。 脆弱地段的埋设处理：如山石段、含水段的埋设处理要求，护坡、稳管、水工保护问题不够稳妥。 当然，还有施工和材料设备等因素。 天然气输气管道设计 1 管道材质及壁厚选择 壁厚 F D P S H H σδ2= H P —设计压力，MPa ； H D —管道的外径，mm ； S σ—所选钢材的最小屈服强度，MPa ； F —根据地区等级确定的设计系数； 2 管道轴向应力及稳定性验算 h l t t E μσασ+-=)(21 σ σ2Pd h = l σ—管道轴向应力，MPa ； E —钢材的弹性模量，为51006.2?MPa ； α—钢材的线性膨胀系数，取5102.1-?MPa ； 1t —管线安装温度，C 0； 2t —管线工作温度，C 0； μ—泊松比，取0.3； h σ—管线的环向应力，MPa ； P —管道内压，MPa ； d —钢管内径，cm ； σ—钢管的公称壁厚，cm ； 应力满足如下条件： s l h σσσ9.0<- 敷设： 弯头的曲率半径大于等于4倍管外直径，并应满足清管器或检测仪器能顺利通过管道要求。 试压。 工艺说明，，， 1物理和热力性质（平均分子量，相对密度，平均密度，热值） 2压缩因子相关方程式。（Gopal 的相关方程式） 3定压摩尔比热（根据干线输气管道实用工艺计算方法） 4焦—汤系数（根据干线输气管道实用工艺计算方法） 二，水力计算 1雷诺数Re 2水力摩阻系数λ 三，输气管道内径 δ2-=H B D D 强度设计系数 地区等级 强度系数 一级地区 0.72 二级地区 0.6 三级地区 0.5 四级地区 0.4 2压力 （1）压缩机入口压力εH B P P = =设计压力/压比 （2）起点压力 211P P P P H δδ--= 1P δ—压缩机与干线输气管之间连接管线的压力损失，输气工作压力 为7.5~10MPa 时，1P δ≈0.05~0.07MPa 2P δ—天然气冷却系统的压力损失，按照“标准”取0.0588MPa （3）终点压力 32P P P B δ+= B P —压缩机入口压力； 深圳市燃气管道工程设计、施工若干技术规定 1 总则 1．1 为规范统一深圳市燃气管道工程设计、施工及验收工作，积极采用先进技术、工艺、材料及设备，提高工程质量，确保安全供气，制定本规定。 1．2 本规定适用于深圳市管道燃气供气范围内新建、改建及扩建的钢管埋地燃气管道工程、聚乙烯（PE）管埋地燃气管道工程及地上燃气管道工程。凡本规定未作具体要求的，均按国家现行的有关技术规范条文执行。 1．3 埋地燃气管道设计压力为0.3MPa，液化石油气运行压力为0.07 MPa；为满足天然气调压及流量要求，庭院管道管径按照0.1 Mpa天然气核算，调压器应选用满足液化石油气及天然气的双用调压器；地上上升立管总阀后至用户调压器前为中压B级管道，设计压力为0.1 MPa，液化石油气运行压力为0.07 MPa ；用户调压器后为低压管道，液化石油气运行压力为2800Pa，天然气运行压力为2000Pa。 2 钢管埋地燃气管道工程 2．1 管径DN250以上的埋地燃气管道应选用三层结构PE涂层钢管（俗称三层PE夹克管或包覆管）。三层PE夹克管的钢管可为无缝钢管、直缝或螺旋电焊钢管，质量应符合国家有关标准要求；聚乙烯防腐层应符合《埋地钢质管道聚乙烯防腐层技术标准》SY/T 4013的有关要求；三层PE夹克管的产品选型须经试用确认后方可采用。 2．2 管道距建筑物外墙2m以内不可避免的焊缝应全部进行射线照相检验。 2．3 管子与管子之间的对接焊缝应采用聚乙烯热收缩套进行防腐。热收缩套与管子两端原防腐层搭接宽度不得小于150mm。热收缩套防腐前，应将管子搭接段原防腐层进行打毛。防腐应在焊缝检验合格后的48小时内完成，其施工与检验可参照深圳市燃气集团有限公司企业标准《辐射交联聚乙烯热收缩套补口施工与验收规范》Q/SR J03.3执行。 2．4 三层PE夹克管不得煨弯，管件如弯头、大小头、三通等应采用整体预制防腐（目前推荐使用环氧液体涂料）的机制管件。弯头、大小头等管件与管子焊接处采用牛油胶布和PVC外带进行防腐；三通、法兰等异形管件与管子焊接处则先采用特制的防腐腻子填充成 1 总则 1．0．1 为在输气管道工程设计中贯彻国家的有关法规和方针政策，统一技术要求，做到技术先进、经济合理、安全适用、确保质量，制订本规范。 1．0. 2 本规范适用于陆上输气管道工程设计。 1．0．3 输气管道工程设计应遵照下列原则： 1 保护环境、节约能源、节约土地，处理好与铁路、公路、河流等的相互关系； 2 采用先进技术，努力吸收国内外新的科技成果； 3 优化设计方案，确定经济合理的输气工艺及最佳的工艺参数。 1．0．4 输气管道工程设计除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关强制性标准的规定。 2 术语 2．O．1 管输气体 pipeline gas 通过管道输送的天然气和煤气。 2．O．2 输气管道工程 gas transmission pipeline project 用管道输送天然气和煤气的工程。一般包括输气管道、输气站、管道穿(跨)越及辅助生产设施等工程内容。 2．O．3 输气站 gas transmission station 输气管道工程中各类工艺站场的总称．一般包括输气首站、输气末站、压气站、气体接收站、气体分输站、清管站等站场。 2．O．4 输气首站 gas transmission initial station 输气管道的起点站。一般具有分离，调压、计量、清管等功能。 2．O．5 输气末站 gas transmission terminal station 输气管道的终点站。一般具有分离、调压、计量、清管、配气等功能。 2．O．6 气体接收站 gas receiving station 在输气管道沿线，为接收输气支线来气而设置的站，一般具有分离、调压、计量、清管等功能。 2．O．7 气体分输站 gas distributing station 在输气管道沿线，为分输气体至用户而设置的站，一般具有分离、调压、计量、清管等功能。 2．O．8 压气站 compressor station 在输气管道沿线，用压缩机对管输气体增压而设置的站。 2．0．9 地下储气库 underground gas storage 利用地下的某种密闭空间储存天然气的地质构造。包括盐穴型、枯竭油气藏型、含水层型等。 2．O．10 注气站 gas injection station 将天然气注入地下储气库而设置的站。 2．O．11 采气站 gas withdraw station 将天然气从地下储气库采出而设置的站。 2．O．12 管道附件 pipe auxiliahes 指管件、法兰、阀门、清管器收发筒、汇管、组合件、绝缘法兰或绝缘接头等管道专用承压部件。 输气管道工程设计规范 1 总则 2 术语 3 输气工艺 3.1一般规定 3.1.1 输气管道的设计输送能力应按设计委托书或合同规定的年或日最大输气量计量。当采用年输气量时，设计年工作天数应按350d计算。 3.1.2进入输气管道的气体应符合现行国家标准《天然气》GB17820中二类气的指标，并应符合下列规定： 1 应清除机械杂质； 2 露点应比输送条件下最低环境温度低5℃； 3 露点应低于最低环境温度； 4 气体中硫化氢含量不应大于20mg/m3； 5 二氧化碳含量不应大于3%。 3.1.3 输气管道的设计压力应根据气源条件、用户需求、管材质量及管道附近的安全因素，经技术经济比较后确定。 3.1.4 当输气管道及其附近已按现行国家标准《钢质管道外腐蚀控制规范》GB/T21447和《埋地钢质管道阴极保护技术规范》GB/T21448的要求采取了防腐措施时，不应再增加管壁的腐蚀裕量。 3.1.5 输气管道应设清管设施，清管设施与输气站合并建设。 3.1.6 当管道采用内壁减阻涂层时，应经技术经济比较确定。 3.2工艺设计 3.2.1工艺设计应根据气源条件、输送距离、输送量、用户的特点和要求以及与已建管网和地下储气库容量和分布的关系，对管道进行系统优化设计，经综合分析和技术经济对比后确定。 3.2.2 工艺设计应确定下列内容： 1 输气总工艺流程； 2 输气站的工艺参数和流程； 3 输气站的数量及站间距； 4 输气管道的直径、设计压力及压气站的站压比。 3.2.3 工艺设计中应合理利用气源压力。当采用增压输送时，应结合输量、管径、输送工艺、供电及运行管理因素，进行多方案技术经济必选，按经济和节能的原则合理选择压气站的站压比和确定站间距。 3.2.4 压气站特性和管道特性应匹配，并应满足工艺设计参数和运行工况变化的要求。再正常输气条件下，压缩机组应在高效区内工作。 3.2.5 具有分输或配气功能的输气站宜设置气体限量、限压设施。 3.2.6 当输气管道起源来自油气田天然气处理厂、地下储气库、煤制天然气工厂或煤层气处理厂时，输气管道接收站的进气管线上应设置气质监测设施。 3.2.7 输气管道的强度设计应满足运行工况变化的要求。 3.2.8 输气站宜设置越站旁通。 3.2.9进、出输气站的输气管线必须设置截断阀，并应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB50183的有关规定。 3.3 工艺设计与分析 3.3.1 输气管道工艺设计至少应具备下列资料： 1 管道气体的组成； 2 气源的数量、位置、供气量及其可变化范围； 3 气源的压力、温度及其变化范围； 4 沿线用户对供气压力、供气量及其变化的要求。当要求利用管道储气调峰时，应具备用户的用气特性曲线和数据； 5 沿线自然环境条件和管道埋设处地温。 3.3.2 输气管道水力计算应符合下列规定： 1 当输气管道纵断面的相对高差Δh ≤200m 且不考虑高差影响时，应按下式计算： 5.052221)(1051???????-=TL Z d P P q v λ （3.3.2—1） 式中：v q ——气体（P 0=0.101325MPa ，T=293K ）的流量（m 3/d ）； P 1——输气管道计算段的起点压力（绝）（MPa ）； P 2——输气管道计算段的终点压力（绝）（MPa ）； d ——输气管道内径（cm ）； λ——水力摩阻系数； Z ——气体的压缩因子； ?——气体的相对密度； T ——输气管道内气体的平均温度（K ）； L ——输气管道计算段的长度（km ）。 2 当考虑输气管道纵断面的相对高差影响时，应按下列公式计算： 5 .01152221)(21)1(1051??? ?????????????????++??+-=∑=-n i i i i v L h h L TL Z d h P P q αλα （3.3.2—2） 输气管道工程设计规 范,gb50251-2015 篇一：输气管道设计规范GB50251-2003 1 总则 1．0．1 为在输气管道工程设计中贯彻国家的有关法规和方针政策，统一技术要求，做到技术先进、经济合理、安全适用、确保质量，制订本规范。 1．0. 2 本规范适用于陆上输气管道工程设计。 1．0．3 输气管道工程设计应遵照下列原则： 1 保护环境、节约能源、节约土地，处理好与铁路、公路、河流等的相互关系； 2 采用先进技术，努力吸收国内外新的科技成果； 3 优化设计方案，确定经济合理的输气工艺及最佳的工艺参数。 1．0．4 输气管道工程设计除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关强制性标准的规定。 2 术语 2．O．1 管输气体pipeline gas 通过管道输送的天然气和煤气。 2．O．2 输气管道工程gas transmission pipeline project 用管道输送天然气和煤气的工程。一般包括输气管道、输气站、管道穿(跨)越及辅助生产设施等工程内容。 2．O．3 输气站gas transmission station 输气管道工程中各类工艺站场的总称．一般包括输气首站、输气末站、压气站、气体接收站、气体分输站、清管站等站场。 2．O．4 输气首站gas transmission initial station 输气管道的起点站。一般具有分离，调压、计量、清管等功能。 2．O．5 输气末站gas transmission terminal station 输气管道的终点站。一般具有分离、调压、计量、清管、配气等功能。 2．O．6 气体接收站gas receiving station 在输气管道沿线，为接收输气支线来气而设置的站，一般具有分离、调压、计量、清管等功能。 2．O．7 气体分输站gas distributing station 在输气管道沿线，为分输气体至用户而设置的站，一般具有分离、调压、计量、清管等功能。 2．O．8 压气站compressor station 在输气管道沿线，用压缩机对管输气体增压而设置的站。 文件编号：TP-AR-L6591 In Terms Of Organization Management, It Is Necessary To Form A Certain Guiding And Planning Executable Plan, So As To Help Decision-Makers To Carry Out Better Production And Management From Multiple Perspectives. （示范文本） 编订：_______________ 审核：_______________ 单位：_______________ 天然气长输管道工程投资控制难点与对策(正式 版) 天然气长输管道工程投资控制难点 与对策(正式版) 使用注意：该安全管理资料可用在组织/机构/单位管理上，形成一定的具有指导性，规划性的可执行计划，从而实现多角度地帮助决策人员进行更好的生产与管理。材料内容可根据实际情况作相应修改，请在使用时认真阅读。 天然气长输管道工程由于具有线路长、地区跨度 大，施工临时与永久性征租地涉及面广，自然地形、 地质、地貌差异性大，单项工程多，工程专业多，安 装工艺独特，管道安全性要求高，对沿线环境改变影 响较大等特点，致使工程投资巨大且管理控制工作难 度大，项目投资“概算超估算、预算超概算、结算超 预算”的现象相当普遍。 天然气长输管道工程由于具有线路长、地区跨度 大，施工临时与永久性征租地涉及面广，自然地形、 地质、地貌差异性大，单项工程多，工程专业多，安 装工艺独特，管道安全性要求高，对沿线环境改变影响较大等特点，致使工程投资巨大且管理控制工作难度大，项目投资“概算超估算、预算超概算、结算超预算”的现象相当普遍。因此，针对其特点与难点，探讨加强天然气长输管道工程投资管理与控制的对策具有重要的现实意义。 一、投资管理的特点与难点 1.线路长，施工方式差异性大。天然气长输管道一般长数百至上千公里，有的长达数千公里，地区跨度大。自然地形、地质、地貌差异性大，穿越各种建筑物、构筑物较多。施工方法不尽相同而且对投资概算的形成有着直接的、重大的影响。 2.参建单位多，施工协调难度大，投资控制水平差异大。天然气长输管道工程单项工程多，专业系统性强，专业化要求高，工期要求紧，因此需要选择多 天然气长输管道施工工艺 １、主题内容与适用范围 １、１本标准规定了长输管道的材料验收，管道的拉运布管，加工和组装，管道焊接，通球扫线，线路斩立桩施工，阴极保护施工，穿越工程等的工程施工工艺要求。 １、２本标准适用于长输管道的安装。 ２引用标准 ２、１《长输管道线路工程施工及验收规范》(SYJ4001-90) ２、２《长输管道站内工艺管线工程施工及验收规范》(SYJ4002-90) ２、３《长输管道阴极保护工程施工及验收规范》(SYJ4006-90) ２、４《管道下向焊接工艺规程》(SY/T4071-93) ３长输管道施工工艺指导书编制内容 长输管道工程施工的基本程序为：设计交底→测量放线→清除障碍→修筑施工便道→开挖管沟→钢管的绝缘防腐→钢管的拉运、布管→管道的组装焊接→无损探伤→防腐补口补漏→管道下沟→回填及地貌恢复→分段吹扫及测径→分段耐压试验→站间连通→通球扫线→站间试压→穿跨越→阴极保护施工→立桩预制安装及竣工验收。 ３、１施工准备阶段： ３、１、１施工技术准备 在施工图纸等技术资料到位，工程专业技术人员应编制详细的施工组织设计或施工方案，报甲方代表审批。同时组织相关人员进行技术交底，使操作人员明确技术要求。 编制焊接工艺评定，确定焊接参数。同时对焊工进行岗前培训，合格后才能上岗。 编制公路、铁路穿越方案；河流穿跨越方案；弯头、弯管制作程序文件；管道通球、耐压试验方案等文件。 ３、１、２施工机具及材料准备： （１）在长输管道的施工中，需用的机具设备有挖土机、焊机、吊车、下管机等设备，其中焊接设备是施工机具中的一种重要设备，它是保证管道施工质量的关键。焊机在使用中应保持性能稳定，有较强的移动方便性。 （２）材料验收：长输管道用的材料和管件应具备出厂质量证明书或其复印件，各种性能技术指标应符合现行有关标准的规定。如无出厂质量证明书或对质量证明书有疑问时，应对材料和管件进行复验，合格后方可使用。 焊接材料的选用应根据母材的化学成份、机械性能和使用条件等因素综合考虑。 防腐材料应符合现行的有关防腐规范的规定。成品防腐管材进入现场后，应检查其绝缘度、外观、长度、管口的切面和管中心垂直度、壁厚、材质、坡口等。 ３、２设计交底及测量放线 ３、２、１施工前，工程项目进行图纸会审，由设计单位做技术交底和现场交底，明确以下有关向题。 燃气管道工程设计、施工技术规定 1 总则 1.1 为规范统一公司燃气管道工程设计、施工及验收工作，积极采用先进技术、工艺、材料及设备，提高工程质量，确保安全供气，制定本规定。 1.2 本规定适用于我公司新建、改建及扩建的钢管、钢骨架复合管、聚乙烯（PE）管埋地燃气管道工程及地上燃气管道工程。凡本规定未作具体要求的，均按国家现行的有关技术规范条文执行。 1.3 埋地燃气管道设计压力为0.4MPa，液化石油气运行压力为0.07 MPa；为满足天然气调压及流量要求，庭院管道管径按照0.1 Mpa天然气核算，调压器应选用满足液化石油气及天然气的双用调压器；地上上升立管总阀后至用户调压器前为中压B级管道，设计压力为0.2 MPa，液化石油气运行压力为0.07 MPa ；用户调压器后为低压管道，液化石油气运行压力为2800Pa，天然气运行压力为2000Pa。 2 无缝钢管埋地燃气管道工程 2.1 埋地无缝钢管应采用标准为《流体输送用热轧无缝钢管》（GB8163-1987），常用钢号为10、20钢。 2.2 管道距建筑物外墙2m以内不可避免的焊缝应全部进行射线照相检验。 2.3 管子与管子之间的对接焊缝应采用聚乙烯内外带进行防腐补伤，与管子两端原防腐层搭接宽度不得小于150mm。防腐应在焊缝检验合格后的48小时内完成，其施工与检验可参照《聚乙烯胶粘带防腐层施工及验收操作规程》执行。 2.4 钢管、管件必须具有制造厂的合格证明书，否则应补作所缺项目的检验，其指标应符合现行国家或部颁技术标准。 2.5 管道防腐的施工、验收以及防腐层破损点的修补可参照《聚乙烯胶粘带防腐层施工及验收操作规程》执行。 2.6 埋地无缝钢管应设置牺牲阳极阴极保护系统，其设计与施工可参照《牺牲阳极设计施工验收操作规程》、《燃气管道牺牲阳极保护系统检测与维护规范》以及 输气管道工程设计规范 GB 50251-2003 ） 1、适用范围：本规范适用于陆上输气管道工程设计。 2、输气工艺： 1）输气管道的设计输送能力应按设计委托书或合同规定的年或日最大输气量计算，设 计年工作天数应按350d 计算（350d 是为冬夏平衡，同时最大输气量应以标态计算。）。 2）进入输气管道的气体必须除去机械杂质，且至少符合n级天然气标准（GB17820）。 3）当输气管道及其附件已按照国家现行标准《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》 SY0007和《埋地钢质管道强制电流阴极保护设计规范》SY/T0036的要求采取了防腐措施时， 不应再增加管壁的腐蚀裕量。 4）工艺设计应确定的参数有：输气总工艺流程；输气站的工艺参数和流程；输气站的数量和站间距；输气管道的直径、设计压力及压气站的站压比。 5）管道输气应合理利用气源压力。当采用增压输送时，应合理选择压气站的站压比和 站间距。当采用离心式压缩机增压输送时，站压比宜为~，站间距不宜小于100km。 6）具有配气功能的分输站的分输气体管线宜设置气体的限量、限压设施。 7）输气管道首站和气体接收站的进气管线应设置气质监测设施。 8）输气管道的强度设计应满足运行工况变化的要求。 10）输气站应设置越站旁通。进出站管线必须设置截断阀。截断阀的位置应与工艺装置区保持一定距离，确保在紧急情况下便与接近和操作。截断阀应当具备手动操作的功能。 11）输气管道工艺设计应具被以下资料：管输气体的组成；气源数量、位置、供气量及可调范围；气源压力及可调范围，压力递减速度及上限压力延续时间；沿线用户对供气压力、供气量及其变化的要求，当要求利用管道储气调峰时，应具备用户的用气特性曲线和数据；沿线自然环境条件和管道埋设处地温。 12）输气管道的水力计算见本标准6?9页以及简化标准的附录。 13 ）输气管道安全泄放 （ 1 ）输气站应在进站截断阀上游和出站截断阀下游设置泄压放空设施。 （2）输气站存在超压可能的受压设备和容器，应设置安全阀。安全阀泄放的气体可引入同级压力的放空管线。 （3）安全阀的定压（P o）应根据管道最大允许操作压力（P）确定，并应符合下列要求： a 当P W时，P o= P+; b 当v P W时，P o=； c 当P＞时，P o=。 （4）安全阀泄放管直径应按照下列要求计算： 天然气输气管线工程设计方案 一、工程名称：天然气输气管线工程 二、工程地点：。 三、工程容： 本工程为至天然气输气管线工程，管线规格是φ57×3.5的20#无缝钢管（GB/T8163-2008），输送距离约为7000m. 管线沿途主要以埋地敷设为主。 四、工期要求： 整个工程在30天完成。 五、施工依据及验收规： 1、《凉水至护山天然气输气管线工程施工设计图》； 2、《输气管道工程设计规》GB50251-2003； 3、《城镇燃气设计规》GB50028-2006； 4、《油气长输管道工程施工及验收规》 GB 50369-2003； 5、《输送流体用无缝钢管》GB／Ｔ8163-2008； 6、《城镇燃气输配工程施工及验收规》CJJ33-2005； 7、《钢质管道外腐蚀控制规》 GB/T21447-2008； 8、《现场设备、工业管道焊接施工及验收规》GB50236-1998； 9、《石油天然气钢质管道无损检测》SY/T4109-2005； 10、《埋地钢质管道聚乙烯防腐层技术标准》 SY/T0413-2002； 11、《油气输送用钢制弯管》 SY/T5257-2004 第二章施工方案 一、施工准备： 1、由项目责任人员与建设方以及设计方一道进行技术交底和现场踏勘，共同核对有关资料。 2、由项目责任人员及有关技术人员一道进行施工图的会审，并编制有关工艺及方案。 3、由项目责任人员对施工人员进行技术方案交底，发放施工资料，进行安全、技术培训。 4、根据现场施工需要,列出进场设备、仪器清单。技安员对进场设备和仪器进行检查，确保其完好性、安全性及有效性。经常进行设备保养和检修，使其始终处于良好的运行状态，满足施工要求。 5、加强钢管、阀门等原材料的供应管理，保证在各项工作需要时准时提供。 6、材料存放 6.1钢管、管道附件、防腐材料及其它设备材料应按产品说明书的要求妥善保管，存放过程中应注意检查，以防锈蚀、变形、老化或性能下降。 6.2焊材等材料应存放在库房中，其中焊条应存放在通风干燥的库房，焊条长期存放时的相对湿度不宜超过60%。钢管、管件、沥青等材料或设备可以分类露天存放，存放场地应平整、无石块，地面无积水。存放场地应保持1%～2%的坡度，并设有排水沟。易燃、易爆物品的库房应配备消防器材。 6.3防腐管应同向分层码垛堆放，堆放高度不宜超过3m，且应保证管子不失稳变形、不损坏防腐层。 7、原材料的检验、验收 7.1对施工用所有的材料进行验收，检查材料的外观或包装、合格证、 输气管道设计过程 1）在确定输气管道计算流量时要考虑年平均输气不均衡性，确定输气管评估性通过能力利用系数H K ： 959.0=??=?πH P H K K K K 2）计算输气管评估性通过能力q : 857.43501017365108 2 =?=??=H K Q q 106m 3/d 8856.3350 106.1336510820=?=??=H K Q q 106m 3 /d 3）设定3个设计压力H P ：5.5，6.0，6.5 a MP ； 4）对每个设计压力H P 设定3个压比ε，一般压力比为1.26—1.5之间，我取压力比为：1.3、1.4、1.5； 5) 设定管径（711㎜）为例，与3个设计压力（H P ）和3个压比（ε）组成9个输气工艺方案；以下各项计算仅以其中的一个方案（H P =6a MP ，ε =1.3）作为示范，其余各方案的计算列入计算成果表（表1-3）。 6）设计管材的钢种等级为X60,其最小屈服强度σs =413 a MP ； 7）计算钢管的壁厚δ（初定地区等级为Ⅲ类，设计系数F=0.5）： mm F D P s H H 1.113.105 .041327115.62→=???==σδ 8）确定输气管内径： mm D D H B 8.6881.1127112=?-=-=δ 9）根据设计压力H P =6a MP （即压缩机出口压力）和压比ε=1.3，计算压缩机入口压力B P ： a H B MP P P 62.43 .16===ε 10）确定输气管计算段的起点压力（即压气站出站压力）1P ： a H MP P P P P 90.50588.00412.05.6211=--=--=δδ （天然气在压气站出口端的工艺管线和设备中的压力损失定为0.1 a MP ，小于附录Ⅰ中所列的数值0.11a MP ） 11）确定输气管计算段的终点压力（即下一压气站进站压力）2P ： a B MP P P P 70.408.062.42=+=+=δ （天然气在压气站进口端的一级除尘装置和连接管线中的压力损失定为0.08a MP ，小于附录Ⅰ中所列的数值0.10 a MP ） 12）计算输气管计算段的平均压力CP P ：天然气输气管道设计与管理
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